Lộ trình triển khai lưới điện thông minh của EVN SPC

>> EVNSPC đầu tư xây dựng lưới điện tỉnh Bến Tre bằng nguồn vốn WB
>> EVN SPC nâng cao công tác dịch vụ khách hàng
>> EVN SPC hoàn thành xuất sắc các chỉ tiêu, nhiệm vụ năm 2012
>> Năm 2013: Cung cấp điện cho các tỉnh phía Nam sẽ rất khó khăn
>> Truyền tải điện cho miền Nam và những vấn đề cấp bách

Căn cứ nguồn lực và chiến lược tự động hóa lưới điện, Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVN SPC) đã xây dựng kế hoạch triển khai LĐTM theo 3 giai đoạn: 2012 - 2016; 2017 - 2022 và sau 2022. Cụ thể như sau:

Chương trình đo ghi thông số công tơ từ xa

EVN SPC đang tích cực hiện đại hóa hệ thống đo đếm phục vụ kinh doanh điện năng bằng việc thay thế công tơ điện cơ kiểu cảm ứng, bằng công tơ điện tử và các hệ thống thu thập dữ liệu đo đếm từ xa.

Hiện nay, đã lắp đặt trên lưới khoảng 150.000 công tơ điện tử 1 pha. Đến năm 2014 sẽ hoàn thiện hệ thống đọc từ xa các công tơ ranh giới (bao gồm 86 vị trí đo).

Từ nay, đến năm 2016 lắp đặt hệ thống đo ghi từ xa công tơ khách hàng trạm chuyên dùng cho hơn 29.400 khách hàng. Giai đoạn 2012 - 2016 sẽ hoàn thiện xây dựng hệ thống đo ghi từ xa thu thập dữ liệu công tơ tổng trạm công cộng phục vụ công tác giảm tổn thất điện năng. Giai đoạn 2012-2016, sẽ lắp công tơ đo ghi từ xa sau trạm công cộng, gồm: 1.430.000 công tơ đối với khách hàng khu vực thành phố, thị xã, thị trấn; 704.000 công tơ đối với khách hàng khu vực nông thôn.

Chương trình tăng cường hiệu quả vận hành hệ thống điện

Giai đoạn 2013 - 2016 triển khai xây dựng hệ thống SCADA và TBA 110kV không người trực. Hệ thống SCADA sẽ làm nhiệm vụ điều khiển, giám sát và thu thập dữ liệu toàn bộ các trạm 110kV và các Recloser trung thế trên địa bàn quản lý.

Trung tâm điều khiển chính đặt tại văn phòng EVN SPC; Trung tâm điều khiển dự phòng được đặt tại Công ty Lưới điện cao thế miền Nam; 42 phòng điều khiển xa (remote console) tại 21 tỉnh/ thành phố thuộc địa bàn quản lý để giám sát điều khiển trạm 110kV và các recloser trên các tuyến trung thế. Các Recloser trung thế sẽ do các phòng điều khiển tại các Công ty Điện lực thực hiện. Trong quý 2/2013, sẽ hoàn tất hệ thống giám sát vận hành lưới điện 110kV trên cơ sở khai thác tối đa hệ thống SCADA của A0, A2.

Trong giai đoạn này cũng sẽ triển khai ứng dụng kết quả tính toán lưới điện bằng phần mềm PSS/ADEPT vào phân tích tổn thất, phân giao chỉ tiêu tổn thất điện năng. Quản lý cơ sở dữ liệu và tính toán SAIDI, SAIFI thông qua chương trình mô hình hóa lưới điện trung áp. Ứng dụng GIS vào công tác quản lý lưới điện 110kV, lưới điện trung thế 22kV phục vụ quản lý vận hành lưới.

Hoàn thiện hệ thống viễn thông chuyên ngành để kết nối từ Tổng công ty đến tất cả các Công ty Điện lực, các TBA tại 21 tỉnh/thành. Trong năm 2013 thiết lập mạng truyền dẫn đường trục liên tỉnh với 480km cáp quang, truyền dẫn công nghệ Ethernet với giao thức TCP/IP, đường truyền tốc độ 1Gbps. Xây dựng tuyến cáp quang nội tỉnh dài 3.697km trên trụ trung, hạ thế, kết nối Công ty Điện lực - Điện lực, Công ty Điện lực - Chi nhánh điện cao thế, Điện lực, Chi nhánh điện cao thế - TBA.

Giai đoạn 2017-2022, mở rộng SCADA đến các đến các thiết bị trên lưới trung thế như LBS, trạm compact, trạm bù, các nhà máy điện nhỏ. Nâng cao hơn nữa độ tin cậy cung cấp điện nhờ phối hợp tốt hơn với dò tìm, cách ly sự cố và tái cấu trúc lưới điện. Sẽ phát triển, liên kết với các phần mềm hiện có (hoặc xây dựng thêm) để nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng như hỗ trợ các service center, call center, các trung tâm cung cấp thông tin, việc tổ chức vận hành sửa chữa điện… Triển khai TBA 110kV không người trực (giảm số người trực tại các trạm xuống còn 3-5 người/trạm). Liên kết GIS, hệ thống SCADA, CMIS và các hệ thống quản lý đo đếm, Trung tâm chăm sóc khách hàng. Hoàn thiện chương trình thu thập cơ sở dữ liệu mất điện đến từng khách hàng, tự động hóa tính toán độ tin cậy và lập kế hoạch bảo trì, sửa chữa nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

Phát triển các phần mềm phục vụ khách hàng điện, tạo kênh thông tin giao tiếp 2 chiều giữa đơn vị điện lực và khách hàng, tạo thêm nhiều tiện ích, đặc biệt các dịch vụ hỗ trợ khách hàng trên website. Khi được trang bị cơ sở hạ tầng đo đếm tiên tiến AMI, khách hàng dễ dàng tra cứu thông tin về việc sử dụng điện của mình để điều chỉnh hành vi sử dụng điện vào giờ thấp điểm để giảm chi phí, khách hàng được cung cấp các dịch vụ online trên môi trường Internet và nhiều tiện ích khác. Nói cách khác khách hàng có thể kiểm soát toàn bộ quá trình sử dụng điện của mình.

CÁC BÀI VIẾT BẠN ĐỌC QUAN TÂM

Hàng chục tỷ USD bí mật vào Triều Tiên như thế nào?
Quan hệ Nga-Nhật và chai rượu mùa nho năm 1855
Quân cảng Cam Ranh: Bí mật địa thế chiến lược quân sự
Chiêu 'miệng hố chiến tranh' của Triều Tiên thất bại
Báo Nga bình luận về chuyến công du của Thủ tướng
Nực cười với ‘lợi ích cốt lõi’ của Trung Quốc

(Nguồn: EVNSPC )